Analyse der Kosten Erneuerbarer Gase · 2016. 12. 22. · Dr. Uwe Albrecht, Matthias Altmann, Jan...

Analyse der Kosten Erneuerbarer Gase

Eine Expertise für den Bundesverband Erneuerbare Energie,

den Bundesverband Windenergie und den Fachverband Biogas

Auftraggeber:Bundesverband Erneuerbare Energie e.V.Auftragnehmer: Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbHDaimlerstraße 1585521 Ottobrunnwww.lbst.de

Autoren:Dr. Uwe Albrecht, Matthias Altmann, Jan Michalski, Tetyana Raksha, Werner Weindorf, Ludwig-Bölkow-Systemtechnik

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BEE Plattform SystemtransformationAnalyse der Kosten Erneuerbarer Gase

ISBN-13: 978-3-920328-65-2

CIP-Titelaufnahme der Deutschen Bibliothek:Dr. Uwe Albrecht, Matthias Altmann, Jan Michalski, Tetyana Raksha, Werner Weindorf: Analyse der Kosten Erneuerbarer Gase.Eine Expertise der Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH

© Ponte Press, Bochum, Dezember 2013Ponte Press Verlags GmbH, Stockumer Str. 148, D-44892 Bochumwww-ponte-press.de

Kein Teil dieser Studie darf ohne schriftliche Genehmigung des Verlags als Mikrofilm oder in anderer Weise reproduziert werden.No part of this book may be reproduced in any form by photostat, microfilm, or any other means, without a written permission from the publisher.

Print: Druckerei POMP, BottropGedruckt auf 100 % Recyclingpapier, CO2-neutraler DruckPrinted in Germany

REPORT

Haftungsausschluss

Der Mitarbeiterstab der Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH hat diesen Bericht erstellt.

Die Sichtweisen und Schlüsse, die in diesem Bericht ausgedrückt werden, sind jene der Mitarbeiter der Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH. Alle Angaben und Daten sind sorgfältig recherchiert. Allerdings gibt weder die Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH noch irgendeiner ihrer Mitarbeiter, Vertragspartner oder Unterauftragnehmer irgendeine ausdrückliche oder implizierte Garantie oder übernimmt irgendeine rechtliche oder sonstige Verantwortung für die Korrektheit, Vollständigkeit oder Nutzbarkeit irgendeiner In-formation, eines Produktes oder eines enthaltenen Prozesses, oder versichert, dass deren Nutzung private Rechte nicht verletzen würden.

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Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH

Die Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH (LBST) ist ein Beratungsunternehmen für nachhaltige Ener-gieversorgung und Mobilität. Unsere internationalen Kunden aus Industrie, Finanzsektor, Politik und Ver-bänden unterstützen wir bei Fragen zu Technologie, Strategie und Nachhaltigkeit. Acht DAX-Unterneh-men vertrauen den zuverlässigen Einschätzungen der LBST zu neuen Entwicklungen und Innovationen in den Bereichen Energiewirtschaft und Mobilität.

Drei Jahrzehnte kontinuierlicher Erfahrung des inter-disziplinären Teams renommierter Experten bilden die Basis der umfassenden Kompetenz der LBST.

Die LBST bietet ihren Kunden:

System- und TechnologiestudienTechnologiebewertung und Due Diligence; Energie- und Infrastrukturkonzepte; Machbarkeitsstudien;

StrategieberatungProduktportfolioanalysen, Identifizierung neuer Pro-dukte und Dienstleistungen; Marktanalysen; politische Analysen; kommunale und regionale Energiekonzepte

NachhaltigkeitsberatungLebenszyklus-Analysen; Carbon Footprint Analysen; Bewertung natürlicher Ressourcen (Energie, Roh-stoffe, Wasser); Nachhaltigkeitsbewertung;

KoordinationProjektmanagement, -begleitung und -bewertung;

EntscheidungsvorbereitungStudien, Briefings, Expertenkreise, Trainings.

Besondere Arbeitsschwerpunkte liegen in den Be-reichen Energie (erneuerbare Energie, Energiespei-cherung, Wasserstoff und Brennstoffzellen) und Verkehr (Kraftstoffe und Antriebe, Infrastruktur, Mobi-litätskonzepte), sowie bei umfassenden Nachhaltig-keitsanalysen.

Vorstellung der Projektpartner

Ein konsequenter Systemansatz ist Kennzeichen aller Arbeiten. Nur dadurch, dass wirklich alle rele-vanten Elemente einer vernetzten Welt berücksich-tigt werden, können wir unseren Kunden eine voll-ständige Grundlage für ihre Entscheidungen geben. Mit ihrem tiefen Verständnis gesellschaftlicher und technologischer Entwicklungen sowie ihrer Unabhän-gigkeit hilft die LBST ihren Kunden mit objektiven und fundierten Informationen bei der Sicherung ihrer Zu-kunft.

Fachverband Biogas e.V.

Der Fachverband Biogas e.V. ist mit rund 4.600 Mit-gliedern Europas größte Interessenvertretung der Biogas-Branche. Er vertritt bundesweit Hersteller, An-lagenbauer und landwirtschaftliche wie industrielle Bi-ogasanlagenbetreiber. Die Biogas-Branche hat in den vergangenen Jahren mehr als 40.000 Arbeitsplätze zumeist in ländlichen Regionen geschaffen.

Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE)

Als Dachverband der Erneuerbare-Energien-Bran-che bündelt der BEE die Interessen von 25 Ver-bänden und Organisationen mit 30.000 Einzelmit-gliedern, darunter mehr als 5.000 Unternehmen. Ziel des BEE ist die vollständige Umstellung der En-ergieversorgung auf Erneuerbare Energien in den Bereichen Strom, Wärme und Kälte sowie Mobilität. Hierzu setzt sich der Verband insbesondere für die Verbesserung der gesetzlichen Rahmenbedingungen für Erneuerbare Energien ein.

Der Bundesverband Windenergie e.V. – Ein starker Partner

Der Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE) ist Part-ner von über 3.000 Unternehmen der Branche und vertritt rund 20.000 Mitglieder. Im BWE sind Know-how und Erfahrung der gesamten Branche konzen-triert. Damit ist er erster Ansprechpartner für Politik und Wirtschaft, Wissenschaft und Medien.

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InhaltsverzeichnisVorstellung der Projektpartner ............................................................................................................ 3Vorwort ............................................................................................................................................... 8Zusammenfassung ............................................................................................................................. 91 Motivation, Zielsetzung und Vorgehen ....................................................................................... 122 Produktionsvolumina von Bio-Methan und EE-Gas .................................................................. 13

2.1 Bio-Methan .......................................................................................................................... 132.2 EE-Gas ................................................................................................................................ 13

3 Erzeugungskosten von Bio-Methan ........................................................................................... 144 ErzeugungskostenvonEE-WasserstoffundEE-Methan ........................................................... 15

4.1 Kostenrechnung .................................................................................................................. 164.1.1 EE-Wasserstoff und technische Methanisierung ........................................................ 174.1.2 Biologische Methanisierung ...................................................................................... 19

4.2 Stromkosten ........................................................................................................................ 214.3 Entgelte, Abgaben und Umlagen ......................................................................................... 224.4 Bestimmung von Größenklassen ......................................................................................... 234.5 Kosten Anlagenkomponenten .............................................................................................. 24

4.5.1 Elektrolyse ................................................................................................................ 244.5.2 Wasserstoffspeicher ................................................................................................. 244.5.3 CO2-Bereitstellung .................................................................................................... 254.5.4 Technische Methanisierungsanlage ........................................................................... 264.5.5 Gaseinspeisestation.................................................................................................. 27

4.6 Volllaststunden..................................................................................................................... 284.7 Einspeisemanagement ......................................................................................................... 324.8 Einspeisung von Wasserstoff ins Erdgasnetz ........................................................................ 34

5 Vermarktungsoptionen für Erneuerbare Gase ........................................................................... 365.1 Outputorientierte Maßnahmen ............................................................................................. 36

5.1.1 Rückverstromung in GuD- und KWK-Anlagen mit Durchleitung durch das Erdgasnetz ........................................................................................................ 36

5.1.2 Rückverstromung über den Betrieb von Speichern und Generatoren ........................ 375.1.3 Vermarktung des EE-Wasserstoffs als Kraftstoff für den Verkehr ............................... 395.1.4 Verkauf des EE-Wasserstoffs an Industrieabnehmer ................................................. 415.1.5 Einspeisung ins Erdgasnetz ...................................................................................... 42

5.2 Inputorientierte Maßnahmen ................................................................................................ 425.2.1 Bereitstellung von Regelleistung ............................................................................... 425.2.2 Systemunterstützung im Rahmen des Grünstromprivilegs ........................................ 455.2.3 Lastmanagement im Rahmen der Bilanzkreisbewirtschaftung ................................... 475.2.4 Optimierung der Direktvermarktung mit EEG Marktprämie ........................................ 47

5.3 Abschließende Bewertung der Vermarktungsoptionen für Erneuerbare Gase ....................... 486 Anhang: Kostenrechnung .......................................................................................................... 517 Literatur ...................................................................................................................................... 52

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BEE Bundesverband Erneuerbare Energie e.V.BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und ReaktorsicherheitCO2 KohlendioxidDIN Deutsches Institut für Normung e. V.DLR Deutsche Zentrum für Luft- und RaumfahrtEE Erneuerbare EnergienEEG Erneuerbare-Energien-GesetzEEX European Energy ExchangeEinsMan EinspeisemanagementEMM EinspeisemanagementmaßnahmeEnergieStG EnergiesteuergesetzEnWG EnergiewirtschaftsgesetzEPEX European Power Exchange (Börse für kurzfristigen Stromgroßhandel in Deutschland,

Frankreich, Österreich und der Schweiz)EVK EinsatzstoffvergütungsklasseEVU EnergieversorgungsunternehmenGasNZV GasnetzzugangsverordnungGuD Gas- und DampfturbineGW, GWh Gigawatt, GigawattstundeH2 WasserstoffHi unterer HeizwertHs oberer HeizwertIWES Fraunhofer-Institut für Windenergie und EnergiesystemtechnikKAV KonzessionsabgabenverordnungKWK Kraft-Wärme-KopplungkW, kWh Kilowatt, KilowattstundeLBST Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbHMW, MWh Megawatt, Megawattstunde (MWe: Megawatt elektrischer Leistung)Nm3 NormkubikmeterPEM Proton Exchange Membrane – ProtonenaustauschmembranPKW PersonenkraftwagenreBAP regelzonenübergreifende BilanzausgleichsenergiepreisSNG Synthetic Natural Gas (aus H2 und CO2 hergestelltes synthetisches Erdgas)TW, TWh Terawatt, TerawattstundeUBA UmweltbundesamtVLS Volllaststunden

Abkürzungsverzeichnis

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Tabelle 1: Aufbau von EE-Gas-Anlagen; die Szenarien EE-H2 und EE-Methan sind alternativ ....... 13Tabelle 2: Einspeisevergütungen für Bio-Methan ............................................................................. 14Tabelle3:BetrachtetePfadezurErzeugungvonEE-WasserstoffundEE-Methan1...................................... 16Tabelle 4: EEG-Einspeisevergütung für onshore Windstrom ........................................................... 22Tabelle 5: Kosten- und technische Parameter Elektrolyse ............................................................... 25Tabelle6:Kosten-undtechnischeParameterWasserstoffspeicher ................................................ 25Tabelle 7: Kosten- und technische Parameter Biogasaufbereitung „kleine“ Anlage

(oben), „große“ Anlage (unten) .................................................................................................. 26Tabelle 9: Kosten- und technische Parameter der Gaseinspeisestation EE-Methan ....................... 27Tabelle 8: Kosten- und technische Parameter der Methanisierung ................................................. 27Tabelle10:Kosten-undtechnischeParameterderGaseinspeisestationEE-Wasserstoff .............. 28Tabelle 11: Volllaststunden Elektrolyse – Literaturübersicht............................................................. 30Tabelle 12: Einspeisemanagementmaßnahmen 2009, 2010 und 2011 (BNetzA 2010),

(BNetzA 2011), (BNetzA 2012) .................................................................................................. 33Tabelle13:ErzielbarePreisefürWasserstoffalsKraftstoffimVerkehrimVergleichzu

KostenfürkonventionelleKraftstoffe ........................................................................................ 41Tabelle 14: Potenzielle Kosten und Umsätze durch Einsatz der Elektrolyse am Markt für

Regelleistung ............................................................................................................................ 45

Tabellenverzeichnis

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Abbildung 1: Komponenten der EE-Gas-Erzeugung ....................................................................... 15Abbildung 2: Erzeugungskosten von EE-Methan bei sonstiger Vermarktung inklusive

Entgelten, Abgaben und Umlagen ............................................................................................ 17Abbildung 3: Erzeugungskosten von EE-Methan bei Rückverstromung ohne Entgelte,

Abgaben und Umlagen ............................................................................................................. 18Abbildung4:ErzeugungskostenvonEE-WasserstoffbeisonstigerVermarktunginklusve

Entgelten, Abgaben und Umlagen ............................................................................................ 19Abbildung5:ErzeugungskostenvonEE-WasserstoffbeiRückverstromungohne

Entgelte, Abgaben und Umlagen .............................................................................................. 20Abbildung 6: Vergleich biologischer mit technischer Methanisierung: Erzeugungskosten

von EE-Methan bei sonstiger Vermarktung inklusive Entgelten, Abgaben und Umlagen ........ 21Abbildung7:RelevanteAspektebeiderDefinitionvonGrößenklassenfürdie

Einspeisevergütung ................................................................................................................... 23Abbildung 8: Potenzielle Vermarktungsoptionen für EE-Gas-Anlagen ............................................ 36Abbildung9:OptionenfürdieRückverstromungvonEE-Wasserstoff ............................................ 37Abbildung 10: Verkaufserlöse inkl. Umwandlungsverluste und Energiekosten in

Abhängigkeit von den EEX-Strompreisen. ................................................................................ 39Abbildung 11: Mögliche H2-Nachfrage im Verkehr in Deutschland ................................................. 40Abbildung 12: Gesamte H2-Nachfrage in Deutschland. Quelle: (Eurostat, 2012) ............................ 42Abbildung 13: Anforderungen an Regelleistung in Deutschland ..................................................... 43Abbildung 14: Nutzung der Elektrolyse als Regelleistung über der Zeit. Quelle:

(Waidhas und Käppner, 2011) ................................................................................................... 44Abbildung 15: Mögliche Geschäftsbeziehungen der EE-Gas-Anlage bei Ausnutzung des

Grünstromprivilegs .................................................................................................................... 46Abbildung 16: Mögliche Rolle der EE-Gas-Anlage bei EEG Direktvermarktung .............................. 48Abbildung17:ErzielbarePreiseundKostenfürEE-Wasserstoffin€/kgH2

(auf Basis historischer Werte) ................................................................................................... 49

Abbildungsverzeichnis

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MACINTOSH HD:USERS:JOACHIMBUECHELER:DESKTOP:BRCKWDDE.DOC,18.11.13 10:13 , Seite 1

Die bisher veröffentlichten Arbeiten der BEE Plattform Systemtransformation befassten sich mit einigen zen-tralen Fragestellungen des Umbaus unseres Ener-giesystems zu einer erneuerbaren und nachhaltigen Versorgung. Die „Kompassstudie Marktdesign“ de-finierte Leitplanken für einen künftigen Energiemarkt und die Studie „Möglichkeiten zum Ausgleich fluktu-ierender Einspeisungen aus Erneuerbaren Energien“ ermittelte qualitativ das Potenzial der für Deutschland zur Verfügung stehenden Flexibilitätsoptionen. Die zentrale Botschaft hieraus ist, dass auch bei sehr ho-hen erneuerbaren Anteilen im Strombereich ausrei-chende Flexibilitäten mobilisiert werden können, um die Systemstabilität zu gewährleisten. Dabei wurde das von der EE-Branche erarbeitete Ausbauszenario erneuerbarer Stromerzeugung als Grundlage genom-men (80 % EE-Anteil an der Stromversorgung im Jahr 2030).

Für die Sicherung der Systemstabilität werden sowohl kurzfristig sehr flexible Ausgleichsoptionen benötigt, als auch Technologien, die eine langfristige Speiche-rung ermöglichen. Die Potenziale für herkömmliche Langzeitspeicher in Deutschland sind bei weitem nicht vollständig erschlossen, aber auch begrenzt. Eine Option als Langfristspeicher und als Bindeglied in die Bereiche Wärme und Mobilität stellen erneuer-bare Gase wie EE-Wasserstoff, EE- und Bio-Methan dar. Ihre Bedeutung für die künftige Sicherung der Stromversorgung wird wachsen.

Deswegen freuen wir uns sehr, das Beratungsunter-nehmen LBST als profunden Gutachter dafür gewon-nen zu haben, zusammen mit einigen Pionieren aus der Branche einen Überblick über die zu erwartenden

betriebswirtschaftlichen Kosten und die Vermark-tungspotenziale dieser Gase zu geben.

Die Ergebnisse zeigen, dass ein betriebswirtschaft-licher Einsatz im Energiesektor zunächst nicht abbild-bar ist. Eine Entwicklung ohne entsprechende Förde-rung wird eine Vermarktung lediglich in der Industrie und im Verkehr ermöglichen. Möchte der Gesetzge-ber die Potenziale auch für die wichtigen Aufgaben zur Sicherstellung der Stromversorgung einsetzen, wird eine ergänzende Förderung notwendig sein. Aus Sicht des BEE sollte diese möglichst nah an den Marktbedingungen organisiert werden. Erste Ideen haben unsere Mitgliedsverbände bereits in die Dis-kussion eingebracht.

Unser Dank gilt den beiden Hauptsponsoren, dem Fachverband Biogas (FvB) und dem Bundesverband Windenergie (BWE), den vielen unterstützenden Un-ternehmen und den Mitgliedsverbänden des BEE. Nur mit ihrer aller Expertise konnte diese für die weitere Ar-beit der Plattform wichtige Analyse durchgeführt wer-den. An dieser Stelle ungewöhnlich, aber besonders berechtigt ist zudem unser Dank an Herrn Altmann und sein Team für ihre hervorragende Arbeit und die Moderation der vielschichtigen Einschätzungen aus Praxis und Verbandswelt.

Wir laden Sie herzlich ein, mit uns in die Diskussion einzutreten und wünschen eine spannende Lektüre.

Vorwort

Dr. Fritz Brickwedde, Präsident des BEE

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Das Ziel einer vollständigen Umstellung der Energie-versorgung auf Erneuerbare Energien in den Bereichen Strom, Wärme und Kälte sowie Mobilität erfordert ne-ben dem weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien Maßnahmen zum Ausgleich der dargebotsabhängig fluktuierenden Wind- und Solarenergie. Erneuerbare Gase können dabei eine wichtige Rolle spielen.

In diesem Kontext werden drei unterschiedliche gas-förmige Erneuerbare Energien (EE) betrachtet:

• Bio-Methan aus Biogas in Erdgasqualität,

• elektrolytisch aus erneuerbarem Strom herge-stellter EE-Wasserstoff sowie

• in einem katalytischen oder biologischen Me-thanisierungsprozess aus EE-Wasserstoff und Kohlendioxid (CO2) aus erneuerbaren Quellen hergestelltes EE-Methan.

Die vorliegende Studie untersucht die Erzeugungs-kosten erneuerbarer Gase. Dabei wird unterschieden zwischen Bio-Methan einerseits und den EE-Gasen EE-Wasserstoff und EE-Methan andererseits, die aus EE-Strom erzeugt werden. Ziel ist es, grundle-gende Fragen für die Entwicklung eines geeigneten Förderrahmens zu beantworten, um Entwicklung und Kommerzialisierung von Anlagen zur Erzeugung und Einspeisung von Speichergas zu beschleunigen, da-mit diese Anlagen rechtzeitig im Markt verfügbar sind, wenn sie energiewirtschaftlich benötigt werden.

Diese Untersuchung ist Teil der BEE Plattform Sys-temtransformation des Bundesverbands Erneuerbare Energie e.V. (BEE), mit welcher der Verband Praxis und Wissenschaft zusammen führt, um grundsätz-liche Fragen zur Ausgestaltung eines künftig durch Erneuerbare Energien geprägten Energiesystems zu klären.

Produktionsvolumina

Die Annahmen für die Erzeugung und Einspeisung von Bio-Methan folgen den ambitionierten Ausbau-

zielen der Gasnetzzugangsverordnung. Danach soll bis 2020 eine jährliche Bio-Methan-Einspeisung von 6 Mrd. Nm³ und bis 2030 von 10 Mrd. Nm³ erreicht werden.

Um eine zügige Weiterentwicklung der EE-Gas-Tech-nologien zu unterstützen und Kostensenkungspoten-ziale zu realisieren, ist es notwendig, diese Technolo-gien frühzeitig in größerem Volumen in den Markt zu bringen. Andererseits ist es geboten, den Einsatz von Stromspeichern auf das energiewirtschaftlich sinn-volle Maß zu beschränken und damit die entstehen-den Kosten zu minimieren.

Beide Zielsetzungen lassen sich dadurch miteinander verbinden, dass der Kapazitätsaufbau von EE-Gas-Anlagen gezielt gesteuert wird. Als ehrgeizige Grö-ßenordnung wird für die vorliegende Analyse eine in-stallierte Elektrolyseleistung von 1.000 MWe bis 2017 angenommen. Dadurch würde eine maximale Erzeu-gung von knapp 1.500 GWh/a EE-Wasserstoff oder alternativ von gut 1.200 GWh/a EE-Methan (120 Mio. Nm³/a) ermöglicht. Dabei wird die Gaserzeugung von EE-Gas-Anlagen auf 2.500 Volllaststunden pro Jahr begrenzt, um einen Anlagenbetrieb sicherzustellen, der energiewirtschaftlich auf der Stromseite sinnvoll ist. Eine solche Auslastung entspricht nach verschie-denen Szenarien mittel- bis langfristig dem notwendi-gen Speichereinsatz in Deutschland.

Erzeugungskosten

Die Erzeugungskosten von Bio-Methan bestehen aus der etablierten Biogaserzeugung sowie der Reinigung des Gases auf Erdgasqualität.

Bei EE-Wasserstoff und EE-Methan sind zwei Kosten-blöcke zu unterscheiden: Stromkosten für die elektro-lytische Erzeugung von Wasserstoff sowie die Kosten der Anlagen für die Wasserstofferzeugung, die Metha-nisierung, die CO2-Bereitstellung etc. Für die Strom-kosten wird onshore Windstrom als kostengünstigste EE-Quelle mit Kosten in Höhe der aktuell gültigen EEG-Einspeisevergütung angenommen. Ohne alle rechtlichen Details zu berücksichtigen wird hier ver-

Zusammenfassung

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einfachend angenommen, dass bei der Einspeisung von EE-Gas ins Erdgasnetz EEG-Umlage, KWK-Um-lage, Netznutzungsentgelte und Konzessionsabga-be bei anschließender Rückverstromung des Gases entfallen. Weiterhin wird vereinfachend angenommen, dass bei anderen Nutzungs- und Vermarktungspfa-den diese Entgelte und Umlagen dagegen anfallen, und damit die gesamte Bandbreite der möglichen Si-tuationen abgedeckt wird.

Auf Grund der Kostenstrukturen werden für EE-Me-than zwei Größenklassen definiert: „kleine“ Anlagen bis 3 MWe bezogen auf die Elektrolyseurleistung und „große“ Anlagen bis 12 MWe. Für EE-Wasserstoff ergibt sich, dass eine einheitliche Größenklasse bis 12 MWe sinnvoll ist.

Auf der Basis von Lernkurven und anderen Kosten-senkungspotenzialen fallen die Kosten von EE-Me-than (inkl. der Stromkosten aber ohne Entgelte, Abga-ben und Umlagen) von 2013 bis 2030 für die „kleine“ Anlage von 60 ¢/kWhGas um 60 % auf 24 ¢/kWhGas, während sie für die „große“ Anlage von 52 ¢/kWhGas um 57 % auf 23 ¢/kWhGas fallen. Die in der Entwick-lung befindliche so genannte biologische Methanisie-rung hat das Potenzial für weitere Kostensenkungen von EE-Methan. Insbesondere können mittelfristig herkömmliche Gasaufbereitungssysteme an Biogas-anlagen durch die biologische Methanisierung ersetzt werden, so dass Investitionskosten vermieden wer-den.

Die Kosten von EE-Wasserstoff (inkl. der Stromkosten aber ohne Entgelte, Abgaben und Umlagen) fallen im gleichen Zeitraum von 29 ¢/kWhGas um 46 % auf 16 ¢/kWhGas.

Vermarktungsoptionen

Für die Vermarktung von EE-Gasen steht eine Reihe von Optionen zur Verfügung, die teilweise sowohl für EE-Methan als auch für EE-Wasserstoff existieren, teilweise aber spezifisch für EE-Wasserstoff sind. Letzteres gilt insbesondere für die Rückverstromung über den Betrieb von dedizierten Speichern und Ge-

neratoren sowie für den Verkauf von EE-Wasserstoff an Industrieabnehmer. Beispielhaft werden hier die Vermarktungsoptionen für EE-Wasserstoff diskutiert, wo spezifische Betrachtungen eine Unterscheidung zwischen den beiden EE-Gasen notwendig machen; für die Vermarktung von EE-Methan gelten analoge Betrachtungen.

Es kann zwischen „outputorientierten“ Vermarktungs-optionen, die für die Produkte EE-Wasserstoff und EE-Methan einen bestimmten Absatzmarkt adres-sieren, und „inputorientierten“ Vermarktungsoptionen unterschieden werden, die als zusätzliche Erlösmög-lichkeiten bzw. Reduktion der Stromkosten durch Nutzung der EE-Gas-Anlage als regelbare Last ent-stehen.

Outputorientierte Vermarktungsoptionen umfassen die Durchleitung des EE-Gases durch das Erdgasnetz mit anschließender Rückverstromung in GuD- und KWK-Anlagen, die Speicherung des EE-Gases mit anschließender Rückverstromung, die Vermarktung von EE-Wasserstoff als Kraftstoff im Verkehr, die Nut-zung von EE-Wasserstoff in der Industrie sowie die Einspeisung ins Erdgasnetz.

Inputorientierte Vermarktungsoptionen umfassen die Bereitstellung von Regelleistung, die Systemunter-stützung im Rahmen des Grünstromprivilegs, das Lastmanagement im Rahmen der Bilanzkreisbewirt-schaftung sowie die Optimierung der Direktvermark-tung mit EEG Marktprämie. Diese Vermarktungsopti-onen erlauben Betreibern von EE-Gas-Anlagen unter speziellen Umständen, Zusatzerlöse zu generieren. Diese Zusatzerlöse hängen von einer Vielzahl an De-tailfaktoren ab, so dass eine pauschale Abschätzung nicht möglich ist.

Fazit

Die dargestellten Kostenstrukturen zeigen, dass EE-Gas-Technologien derzeit nicht ohne einen geeig-neten Förderrahmen kommerzialisierbar sind, wäh-rend der steigende Anteil fluktuierender erneuerbarer

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Energien absehbar einen Speicherbedarf entstehen lässt.

Ziel einer Förderung wäre es, gewünschte Technolo-gien frühzeitig in größerem Volumen in den Markt zu bringen, um eine zügige Weiterentwicklung zu unter-stützen und Kostensenkungspotenziale zu realisieren. Um den Marktteilnehmern ausreichende Anreize für die Errichtung von Anlagen zur Erzeugung von Bio-Methan, EE-Wasserstoff oder EE-Methan zu geben, muss die Förderung zumindest die Erzeugungsko-sten decken. Gleichzeitig sollte sie, beispielsweise über einen Marktbonus, die Stromeinspeicherung zeitlich so steuern, dass sie energiewirtschaftlich sinnvoll ist – Strom wird dann in EE-Gas umgewan-delt, wenn erneuerbare Energien in großen Mengen erzeugt werden.

Auf Basis der tatsächlichen Preise der vergangenen Jahre können die höchsten Erlöse für EE-Wasserstoff im Mobilitätssektor erzielt werden, für Rückverstro-mung, Verkauf an Industrieabnehmer und Einspeisung ins Erdgasnetz sind die erzielbaren Preise deutlich ge-ringer. Für EE-Wasserstoff könnten nur als Kraftstoff im Verkehr kostendeckende Preise erzielt werden. Bei der Rückverstromung können derzeit auf Grund des vergleichsweise geringen Gesamtwirkungsgrads und der historischen Volatilität der Strompreise keine aus-reichenden Preissignale erzeugt werden.

Kurz- und mittelfristig besteht das mengenmäßig größte Potenzial bei den Vermarktungsoptionen mit der geringsten preismäßigen Wertigkeit (Rückverstro-mung, Industrieabnehmer, Einspeisung in das Erd-gasnetz). Langfristig jedoch sind im Verkehr große Mengen- und Preispotenziale möglich. Da gleichzeitig mit zunehmender fluktuierender EE-Stromeinspei-sung großtechnische Stromspeicherung notwendig wird, stellt kurz- und mittelfristige die Förderung der EE-Gas-Anlagen ein wichtiges Instrument dar, dieser Technologie einen Entwicklungsanstoß zu geben und sie in der Kommerzialisierungsphase weiterzuentwi-ckeln und in den Markt zu bringen.

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1 Motivation, Zielsetzung und VorgehenHintergrund

Ziel des Bundesverbands Erneuerbare Energie e.V. (BEE) ist die vollständige Umstellung der Energie-versorgung auf Erneuerbare Energien (EE) in den Bereichen Strom, Wärme und Kälte sowie Mobilität. Hierzu setzt sich der Verband insbesondere für die Verbesserung der gesetzlichen Rahmenbedingungen für Erneuerbare Energien ein. Die vorliegende Studie ist Teil der BEE Plattform Systemtransformation, mit welcher der Verband Praxis und Wissenschaft zu-sammen führt, um grundsätzliche Fragen zur Ausge-staltung eines künftig durch EE geprägten Energiesy-stems zu klären.

Erneuerbare Energien im Gasnetz können neben ihrer Rolle bei der Dekarbonisierung des Energiesystems eine wichtige Funktion beim Ausgleich der dargebots-abhängig fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren Energien (Wind- und Solarenergie) spielen.

Die vorliegende Studie untersucht die Erzeugungs-kosten erneuerbarer Gase durch betriebswirtschaft-liche Analyse von Projektanlagen. Ziel ist es, grund-legende Fragen für die Entwicklung eines geeigneten Förderrahmens zu beantworten, um Entwicklung und Kommerzialisierung von Anlagen zur Erzeugung und Einspeisung von Speichergas zu beschleunigen, da-mit diese Anlagen rechtzeitig im Markt verfügbar sind, wenn sie energiewirtschaftlich benötigt werden.

Folgende Gase aus Erneuerbaren Energien werden in diesem Kontext betrachtet:

• Bio-Methan: Methan aus Biogas in Erdgasqua-lität;

• EE-Wasserstoff: Wasserstoff, der elektrolytisch aus erneuerbarem Strom hergestellt wird;

• EE-Methan: Methan, das in einem katalytischen oder biologischen Methanisierungsprozess aus EE-Wasserstoff und aus Kohlendioxid (CO2) aus

erneuerbaren Quellen hergestellt wird (auch als Synthetic Natural Gas – SNG bezeichnet).

EE-Wasserstoff und EE-Methan, die beide die Errich-tung von Elektrolyseanlagen zu ihrer Produktion erfor-dern, werden dabei als EE-Gase bezeichnet und ge-meinsam betrachtet.

Vorgehen

In Kapitel 2 werden die Produktionsvolumina der er-neuerbaren Gase bei entsprechender Förderung ab-geschätzt.

In Kapitel 3 werden die Erzeugungskosten von Bio-Methan und in Kapitel 4 von EE-Gas ermittelt. Die Ko-stenanalysen werden jeweils für die aktuelle Situation im Jahr 2012 sowie für die Folgejahre 2013, 2016 und 2020 als auch für das Stützpunktjahr 2030 der BEE Plattform Systemtransformation durchgeführt.

Vermarktungsoptionen für EE-Gas werden in Kapitel 5 diskutiert.

1

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2 Produktionsvolumina von Bio-Methan und EE-Gas

2.1 Bio-Methan

Die Bundesregierung hat in der Gasnetzzugangs-verordnung (GasNZV) – in Übereinstimmung u.a. mit den Zielen des Energiekonzepts der Bundesregierung – ambitionierte Ausbauziele für die Einspeisung von aufbereitetem Biogas (Biomethan) in das Erdgasnetz festgelegt. Danach soll bis 2020 eine jährliche Bio-gaseinspeisung von 6 Mrd. Nm³ und bis 2030 von 10 Mrd. Nm³ erreicht werden. In der Novellierung der GasNZV 2010 wurden diese Ziele bestätigt.

2.2 EE-Gas

Um eine zügige Weiterentwicklung der Technologien zu unterstützen und Kostensenkungspotenziale zu realisieren, ist es notwendig, EE-Gas-Technologien frühzeitig in größerem Volumen in den Markt zu brin-gen. Andererseits ist es geboten, den Einsatz von Speichern auf das energiewirtschaftlich sinnvolle Maß zu beschränken und damit die entstehenden Kosten zu minimieren. Die dargestellten Kostenstrukturen zei-gen, dass EE-Gas-Technologien derzeit nicht ohne einen geeigneten Förderrahmen kommerzialisierbar sind, während der steigende Anteil fluktuierender er-neuerbarer Energien absehbar einen Speicherbedarf entstehen und anwachsen lässt.

Beide Zielsetzungen lassen sich dadurch miteinander verbinden, dass der Kapazitätsaufbau von EE-Gas-Anlagen gezielt gesteuert wird. Als ehrgeizige Grö-ßenordnung wird für die vorliegende Analyse eine in-stallierte Elektrolyseleistung von 1.000 MWe bis 2017 angenommen.

Allein auf Grund dieser kumulierten Anlagenleistung ist eine Kostenreduktion von rund 26 % bei Elek-trolyseuren zu erwarten (siehe Abschnitt 4.5). Zum Vergleich: Die EE-Wasserstoff-Anlage des Hybrid-kraftwerks in Prenzlau hat eine installierte Elektro-lyseleistung von 0,5 MWe, die EE-Methan-Anlage in Werlte hat eine installierte Elektrolyseleistung von 6,3 MWe. Mit den hier festgelegten Größenklassen (si-

ehe Abschnitt 4.4) von 3 MWe („klein“) bzw. 12 MWe („groß“) lassen sich 333 „kleine“ 3-MWe-Anlagen oder 83 „große“ 12-MWe-Anlagen im Rahmen der Ober-grenze errichten.

Tabelle 1 stellt ein mögliches Szenario für die Entwick-lung der installierten EE-Gas-Anlagenleistung dar. Die zweite und dritte Spalte zeigt die von den im jewei-ligen Jahr neu in Betrieb genommenen EE-Gas-Anla-gen jährlich erzeugte Gasmenge. EE-Wasserstoff und EE-Methan sind hier als Alternativen dargestellt, die nicht summiert werden dürfen, aber beliebig kombi-niert werden können im Rahmen der Obergrenze. Die letzte Zeile stellt die im Jahr 2018 installierte Analgen-leistung sowie die jährliche EE-Gas-Erzeugung dar.

Tabelle 1: Aufbau von EE-Gas-Anlagen; die Szenarien EE-H2 und EE-Methan sind alternativ

Angenommene Installation EE-H2 EE-Methan

MWel/a MWhH2/a MWhCH4/a

2013 50 72.115 60.107

2014 125 180.288 150.267

2015 200 288.462 240.428

2016 275 404.412 337.070

2017 350 514.706 428.999

Gesamt 1.000 1.459.983 1.216.872

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14


3 Erzeugungskosten von Bio-Methan

Für die Erzeugungskosten von Bio-Methan liegen diverse Analysen vor, u.a. auch von Mitgliedern des BEE. Diese Analysen ergeben die in Tabelle 2 darge-stellten notwendigen Einspeisevergütungen abhängig von der Anlagengröße und den eingesetzten Sub-strattypen. Zusätzlich erhält der Betreiber vermiedene Netznutzungsentgelte in Höhe von 0,7 ¢/kWh bezo-gen auf den oberen Heizwert (Hs).

Tabelle 2: Einspeisevergütungen für Bio-Methan

Anlagengröße EVK I und EVK II* Reststoffe

< 175 Nm³/h 8,0 ¢/kWh Hs 6,0 ¢/kWh Hs

< 350 Nm³/h 7,2 ¢/kWh Hs 5,2 ¢/kWh Hs

< 700 Nm³/h 6,8 ¢/kWh Hs 4,8 ¢/kWh Hs

* Einsatzstoffvergütungsklasse I bzw. II

Es ist nicht von relevanten Kostensenkungen für die kommenden Jahre auszugehen, da die Kosten von den Substraten dominiert werden.

3

15

4 ErzeugungskostenvonEE-Wasserstoff und EE-Methan

Abbildung 1 stellt die Komponenten der Erzeugungs-anlagen von EE-Gas dar: Strom wird in einem Elek-trolyseur in Wasserstoff umgewandelt. Dieser wird je nach technischen Anforderungen eventuell zwischen-gespeichert und komprimiert und ins Erdgasnetz ein-gespeist. Alternativ wird Wasserstoff in einer Methani-sierungsanlage mit CO2 in Methan umgewandelt, um dann je nach technischen Anforderungen komprimiert und ins Erdgasnetz eingespeist zu werden. Für die Kostenrechnung wird hier analog zu § 3 lit. 10c En-ergiewirtschaftsgesetz (EnWG, 2012) angenommen, dass das CO2 aus der Biogas-Erzeugung stammt. Die Trennung des Biogases in Methan und CO2 erfolgt in einem technischen Verfahren (z.B. mittels Druckwech-seladsorption). Dritte Option ist die biologische Me-thanisierung des im Biogas enthaltenen CO2, bei der einem Fermenter Wasserstoff zugeführt wird, der dort von Mikroorganismen mit dem CO2 in Methan (CH4) umgewandelt wird.

Auf Grund der signifikanten Investitionskosten für die Errichtung der Anlagen hängen Erzeugungskosten von EE-Wasserstoff und EE-Methan deutlich vom Anlagenbetrieb und der resultierenden jährlichen Be-triebsdauer ab.

Anlagen zur Erzeugung und Einspeisung von Spei-chergas ermöglichen die Systemintegration fluktuie-render erneuerbarer Stromerzeugungsanlagen, ins-besondere Windkraft und Photovoltaik. Der Bedarf an Stromspeicherung wächst mit dem Anteil an fluktu-ierender Stromeinspeisung in das allgemeine Strom-netz. Dies gilt sowohl für die absolute Menge an zu speicherndem Strom als auch für die Stundenzahl, an der Speicher jedes Jahr ein- und ausspeichern müs-sen.

Auf der Basis vorhandener wissenschaftlicher Analy-sen (siehe Abschnitt 4.6) wird für die Kostenberech-nung von jährlich maximal 2.500 Volllaststunden (VLS) für die Elektrolyseanlage ausgegangen. Je nach Zu-bau von fluktuierender Stromerzeugung ist dies eine Grenze, die für den Zeithorizont 2030–2040 als ener-giewirtschaftlich sinnvoll angenommen werden kann. Eine über diese Grenze hinausgehende Einspeiche-rung von Strom wird dagegen auf Grund der Spei-cherverluste als kontraproduktiv angesehen.

Neben den Anlagekosten sind die Kosten für den einge-setzten (erneuerbaren) Strom von wesentlicher Bedeu-tung. Diese ergeben sich aus den Einkaufspreisen sowie

Abbildung 1: Komponenten der EE-Gas-Erzeugung

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gegebenenfalls den Netzentgelten, der KWK-Umlage, der Konzessionsabgabe und der EEG-Umlage.

Ob Entgelte, Umlagen und Abgaben anfallen hängt von verschiedenen Faktoren ab, die hier nicht im Detail berücksichtigt werden können. Des Weiteren bestehen teilweise rechtliche Unsicherheiten und zu-künftige Änderungen sind möglich. Für die weitere Analyse wird von zwei Fällen ausgegangen:

1. Es fallen keine Umlagen, Entgelte und Abga-ben an. Dies gilt in der Regel bei Wahl eines Pfads, der in die Rückverstromung mündet: Netznutzungsentgelte, KWK-Umlage und Konzessionsabgabe fallen nach § 118 Abs. 6 EnWG nicht an, EEG-Umlage entfällt unter den Voraussetzungen von § 37 Abs. 4 EEG2.

2. Es fallen EEG-Umlage, Netznutzungsentgel-te, KWK-Umlage und Konzessionsabgabe an. Dies kann der Fall sein, wenn das EE-Gas nicht zur Rückverstromung eingesetzt wird. Allerdings können auch bei Wahl anderer Ver-marktungspfade einzelne Umlagen, Entgelte und Abgaben unter verschiedenen Vorausset-zungen entfallen. Um die Bandbreite der Mög-lichkeiten abzudecken, wird für die vorliegende Analyse vereinfachend davon ausgegangen, dass bei Wahl anderer Vermarktungspfade, die nicht in die Rückverstromung münden, und der Annahme der Durchleitung des Stroms durch

das allgemeine Netz zur Elektrolyseanlage so-wohl Netznutzungsentgelte, KWK-Umlage und Konzessionsabgabe als auch EEG-Umlage zu entrichten sind.

Die Vermarktungspfade umfassen die Durchleitung des EE-Gases durch das Erdgasnetz mit anschlie-ßender Nutzung in GuD- oder KWK-Anlagen (siehe Abschnitt 5.1.1), die Speicherung des EE-Gases mit anschließender Rückverstromung (siehe Abschnitt 5.1.2), die Vermarktung von EE-Wasserstoff als Kraft-stoff im Verkehr (Abschnitt 5.1.3; siehe auch Abschnitt 4.6), die Nutzung von EE-Wasserstoff in der Industrie (siehe Abschnitt 5.1.4), die Einspeisung ins Erdgas-netz (siehe Abschnitt 5.1.5) sowie weitere mögliche Optionen.

Tabelle 3 gibt einen Überblick über die betrachteten Erzeugungspfade für EE-Gas.

4.1 Kostenrechnung

Die Kostenrechnung berücksichtigt alle in Abbildung 1 dargestellten Komponenten bis zur Einspeisung in das Erdgasnetz. Dies wird hier als Standardfall ange-nommen, auch wenn einzelne Vermarktungspfade ohne die Einspeisung ins Erdgasnetz auskommen.

Die Kostenberechnung wird für die Stützjahre 2013, 2016, 2020 und 2030 durchgeführt; zwischen diesen

1. Dies ist eine vereinfachende Betrachtung. Ob Entgelte, Umlagen und Abgaben anfallen hängt von verschiedenen Faktoren ab, die hier nicht im Detail berücksichtigt werden können

2. EEG zuletzt geändert am 17. August 2012 (BGBl. I S. 1754)

Tabelle 3: Betrachtete Pfade zur Erzeugung von EE-Wasserstoff und EE-Methan1

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Jahren kann bei Bedarf interpoliert werden. Der kalku-latorische Zinssatz wird zu 8 % gewählt und die VLS der Elektrolyseanlage auf 2.500 pro Jahr begrenzt (si-ehe Abschnitt 4.6).

In Abschnitt 4.4 werden Größenklassen für die EE-Gas-Anlagen bestimmt, die in der Kostenrechnung verwendet werden. Auf der Basis der Ergebnisse der Kostenrechnung wird in Abschnitt 4.4 vorgeschlagen, auf die Unterscheidung zwischen zwei Größenklas-sen für EE-Wasserstoff zu verzichten.

4.1.1 EE-Wasserstoff und technische Methanisierung

Als Standardfall wird für EE-Methan angenommen, dass eine technische Methanisierung vorgenommen wird. Auf dieser Basis sind die in den folgenden Abbil-dungen dargestellten Ergebnisse berechnet worden (die Detailergebnisse finden sich in Anhang: Kosten-rechnung). Eine Kostenrechnung unter der Annahme

biologischer Methanisierung wird separat durchge-führt. Die Ergebnisse werden im Anschluss darge-stellt.

Im Rahmen der Kostenrechnung wird standardmäßig angenommen, dass die Stromkosten der Einspeise-vergütung für onshore Windstrom entsprechen. Bei entsprechender gesetzlicher Regelung kann aller-dings für Strom aus Einspeisemanagement-Maßnah-men ein Preis von Null angenommen werden (siehe Abschnitt 4.2). Unter der Voraussetzung, dass die Anlagenauslastung bei 2.500 VLS/a erhalten bleibt, reduzieren sich in diesem Fall die Erzeugungsko-sten um den Stromanteil. Die folgenden Abbildungen weisen den Stromkostenanteil separat als obersten Teil der Säulen aus, so dass die EE-Gas-Kosten bei Einspeisemanagement-Maßnahmen leicht abgelesen werden können.

Abbildung 2 und Abbildung 3 zeigen die Kosten der Erzeugung von EE-Methan bei sonstiger Vermarktung und bei Rückverstromung bezogen auf den unteren

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Klasse "klein"

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2013 2016 2020 2030

Sons:ge Vermarktung (mit Netzentgelten, EEG-‐Umlage, KWK-‐Umlage, Konzessionsabgabe)

Methan (inkl. CO2-‐Bereitstellung)

Kosten

[€/kWh H

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Elektrolyse-‐Strom

Elektrolyse-‐Umlagen/Entgelte

Gaseinspeisung

Methanisierung

CO2-‐Bereitstellung

H2-‐Speicher

Elektrolyseanlage

Abbildung 2: Erzeugungskosten von EE-Methan bei sonstiger Vermarktung inklusive Entgelten, Abgaben und Umlagen

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Heizwert (Hi), d.h. mit bzw. ohne Entgelten, Abgaben und Umlagen, für die „kleine“ und die „große“ Grö-ßenklasse für die vier gewählten Stützjahre.

Die Stromkosten für die Elektrolyse liegen zwischen 21,4 und 11,7 ¢/kWhCH4 und stellen damit das größ-te Kostenelement dar mit Ausnahme der „kleinen“ Anlage 2013. Hier ist der Beitrag der Methanisierung höher. Dieser weist allerdings die deutlichste Kosten-reduktion über die Jahre auf, was angesichts des Be-ginns der Kommerzialisierung plausibel ist. Die Entgel-te, Abgaben und Umlagen betragen zwischen 14,3 ¢/kWhCH4 (2013, „klein“) und 9,5 ¢/kWhCH4 (2030, „groß“) und machen damit bei sonstiger Vermarktung mittel- bis langfristig den zweitgrößten Kostenblock aus. Als nächstes folgen die Kosten der Elektrolyse-anlage mit 12,9 (2013) bis 6,3 ¢/kWhCH4 (2030). Die anderen Kostenbestandteile sind von untergeord-neter Bedeutung.

Abbildung 3 zeigt eine deutliche Kostenreduktion von 9,2–10,0 % pro Jahr in den ersten drei Jahren, von 6,7–8,2 %/a von 2016 bis 2020 und von 2,5–2,7 % zwischen 2020 und 2030. Ohne Berücksichtigung der Stromkosten liegen die Reduktionen bis 2020 hö-her und nach 2020 geringfügig niedriger.

Abbildung 4 und Abbildung 5 zeigen die Kosten der Erzeugung von EE-Wasserstoff bei sonstiger Ver-marktung und bei Rückverstromung, d.h. mit bzw. ohne Entgelten, Abgaben und Umlagen, für die „klei-ne“ und die „große“ Größenklasse für die vier gewähl-ten Stützjahre.

Auf Grund der nicht benötigten Methanisierungsan-lage, die Investitionskosten und Betriebskosten so-wie Wirkungsgradverluste verursacht, liegen die EE-Wasserstoffkosten durchweg unter den Kosten von EE-Methan. 2013 liegen die EE-Wasserstoffkosten bei Rückverstromung (ohne Entgelte, Abgaben und

Abbildung 3: Erzeugungskosten von EE-Methan bei Rückverstromung ohne Entgelte, Abgaben und Umlagen

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Klasse "klein"

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2013 2016 2020 2030

Rückverstromung (ohne Netzentgelten, EEG-‐Umlage, KWK-‐Umlage, Konzessionsabgabe)

Methan (inkl. CO2-‐Bereitstellung)

Kosten

[€/kWh H

i]



Gaseinspeisung

Methanisierung


H2-‐Speicher

Elektrolyseanlage

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Umlagen) je nach Anlagengröße 44–52 % niedriger, bis 2020 reduziert sich der Unterschied auf 31–35 %.

Die Stromkosten für die Elektrolyse liegen zwischen 17,8 und 9,8 ¢/kWhH2 und stellen damit das größte Kostenelement dar. Die Entgelte, Abgaben und Umla-gen liegen zwischen 12,2 ¢/kWhH2 (2013, „klein“) und 7,9 ¢/kWhH2 (2030, „groß“) und machen damit bei sonstiger Vermarktung (mit Entgelten, Abgaben und Umlagen) mit Ausnahme von 2013 („groß“) den zweit-größten Kostenblock aus. Als nächstes folgen die Ge-samtkosten der Elektrolyseanlage mit 10,7 (2013) bis 5,2 ¢/kWhH2 (2030). Die anderen Kostenbestandteile sind von untergeordneter Bedeutung.

Abbildung 5 zeigt eine deutliche Kostenreduktion von gut 6,6 % pro Jahr in den ersten drei Jahren und von 2,8–3,0 %/a ab 2016.

Die Technologien, insbesondere Elektrolyse und Me-thanisierung, weisen über die angenommenen Lern-

kurven weitere Kostensenkungspotenziale auf. Diese sind insbesondere durch eine stärkere als hier ange-nommene Kommerzialisierung sowohl in Deutschland als auch außerhalb Deutschlands erzielbar. Die für die vorliegende Kostenrechnung angesetzte Kostenre-duktion auf der Basis von Lernkurven (siehe Abschnitt 4.5) basiert bis 2017 auf den Effekten einer notwendi-gen Förderung (siehe Kapitel 2) und unterstellt, dass außerhalb Deutschlands bis dahin keine nennens-werten Elektrolysekapazitäten aufgebaut werden. Erst ab 2018 wird hier mit einem internationalen Ausbau gerechnet.

4.1.2 Biologische Methanisierung

Die biologische Methanisierung nutzt die in einer Bi-ogasanlage ohnehin ablaufenden mikrobiellen Pro-zesse. Dabei wird das im Biogas vorhandene CO2 mit von außen zugeführtem Wasserstoff in CH4 um-gewandelt. Dies kann einerseits im Fermenter der

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Klasse "klein"

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Klasse "klein"

Klasse "groß"

Klasse "klein"

Klasse "groß"

Klasse "klein"

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2013 2016 2020 2030

Sons:ge Vermarktung (mit Netzentgelten, EEG-‐Umlage, KWK-‐Umlage, Konzessionsabgabe)

Wasserstoff

Kosten

[€/kWh H

i]



Gaseinspeisung

Methanisierung


H2-‐Speicher

Elektrolyseanlage

Abbildung 4: Erzeugungskosten von EE-Wasserstoff bei sonstiger Vermarktung inklusive Entgelten, Abgaben und Umlagen

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Biogasanlage selbst erfolgen, oder in einem separa-ten Reaktionsgefäß in der so genannten Reinkultur (Schmack, 2012).

Neben den unterschiedlichen Anlagenkonzepten sind auch unterschiedliche Betriebsweisen vorstellbar, die eventuell Auswirkungen auf das Anlagenkonzept haben. Die hier betrachtete kostengünstige Variante ist die Ergänzung einer existierenden Biogasanlage, die bereits über eine Aufreinigung des Biogases auf Erdgasqualität verfügt. Zusätzlich notwendige Kom-ponenten sind eine Elektrolyseanlage sowie eine Vorrichtung zur Einbringung des EE-Wasserstoffs in den Fermenter der Biogasanlage. Für die Kostenbe-trachtung relevant sind hier daher ausschließlich die zusätzlichen Komponenten sowie deren gesamte Wartungs- und Betriebskosten, da alle anderen Anla-genkomponenten vorhanden sind und einer separa-ten Kostenbetrachtung unterliegen (siehe Kapitel 3). Auch hier wird die Auslastung des Elektrolyseurs auf 2.500 VLS/a begrenzt. Andere Anlagenkonzepte und

Betriebsweisen erfordern unter Umständen zusätz-liche oder anderen Anlagenkomponenten und lassen daher andere Kosten erwarten.

Eine Pilotanlage für biologische Methanisierung mit einem 100 m³-Fermenter befindet sich seit Ende 2012 in Betrieb, dessen Ergebnisse die Basis für eine Kommerzialisierung des Konzepts bilden sollen. Seit September 2013 ist eine weitere Anlage mit 180 kW Elektrolyseleistung an der Kläranlage in Schwandorf, Bayern, in Betrieb. Aus diesem Grund wird hier eine separate Kostenabschätzung durchgeführt.

Schmack (2012) nimmt Investitionskosten der Gas-einbringtechnik von 120 €/kWCH4 an.

Abbildung 6 vergleicht die EE-Methanerzeugungsko-sten von Anlagen mit biologischer Methanisierung mit denen einer Anlage mit technischer Methanisierung. Dies geschieht unter der Annahme, dass die biolo-gische Methanisierung ihre Kommerzialisierbarkeit er-

Abbildung 5: Erzeugungskosten von EE-Wasserstoff bei Rückverstromung ohne Entgelte, Abgaben und Umlagen

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2013 2016 2020 2030

Rückverstromung (ohne Netzentgelten, EEG-‐Umlage, KWK-‐Umlage, Konzessionsabgabe)

Wasserstoff

Kosten

[€/kWh H

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Gaseinspeisung

Methanisierung


H2-‐Speicher

Elektrolyseanlage

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reicht und dann dem heutigen kommerziellen Stand der technischen Methanisierung entspricht. Dement-sprechend unterscheiden sich die beiden Kosten-strukturen in der CO2-Bereitstellung, die bei der bio-logischen Methanisierung nicht benötigt wird sowie in den unterschiedlichen Kapitalkosten der Methanisie-rung. Alle anderen Kostenelemente sind gleich.

4.2 Stromkosten

Im Rahmen der Kostenrechnung wird angenom-men, dass die Stromkosten der Einspeisevergütung für onshore Windstrom entsprechen. Einerseits ent-spricht dies dem Erlös der Betreiber von Windkraft-anlagen, die den von Ihnen erzeugten Strom in der Regel nach EEG vergütet bekommen. Andererseits entspricht dies auch den Vollkosten von Windkraft-anlagen; würde eine niedrigere Vergütung des Wind-stroms zu bestimmten Zeiten für die Produktion von EE-Gas angenommen, müsste dies durch höhere Er-

träge zu anderen Zeiten ausgeglichen werden, um die Wirtschaftlichkeit der Windkraftanlagen sicherzustel-len. Solche Modelle sind vorstellbar, hängen jedoch von vielen Faktoren ab, so dass hier eine solche Ana-lyse nicht durchgeführt werden kann.

Die Entwicklung der Börsenstrompreise in Deutsch-land der letzten Jahre und die Projektionen der weite-ren Entwicklung legen nahe, dass mit zunehmenden Ausschlägen (positiv wie negativ) und damit mit stei-gender Volatilität der Strompreise zu rechnen ist. Dies könnte Chancen eröffnen, zu bestimmten Zeiten auch 100 % regenerativen Strom, wie er für die Erzeugung von EE-Strom erforderlich ist, aber nicht von den Strombörsen angeboten wird, günstiger beziehen zu können, um damit die Erzeugungskosten von EE-Gas zu reduzieren.

Insbesondere wird hier die Anfangsvergütung für Windstrom im Jahr der Inbetriebnahme der EE-Gas-Anlage angesetzt, nicht die tatsächliche EEG-Vergü-

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Kommerzialisierung 2013

Biologische Methanisierung Technische Methanisierung

Sons@ge Vermarktung (mit Netzentgelten, EEG-‐Umlage, KWK-‐Umlage, Konzessionsabgabe)

Methan ‒ Klasse "klein"

Kosten

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i] Elektrolyse-‐Strom


Gaseinspeisung

Methanisierung


H2-‐Speicher

Elektrolyseanlage

Abbildung 6: Vergleich biologischer mit technischer Methanisierung: Erzeugungskosten von EE-Methan bei sonstiger Vermarktung inklusive Entgelten, Abgaben und Umlagen

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tung für einen konkreten Windpark, dessen Inbetrieb-nahme in der Vergangenheit liegen kann, d.h. nicht die EEG-Vergütung zum Zeitpunkt der Inbetriebnah-me des Windparks, der den EE-Strom für die EE-Gas-Anlage liefert.

Nach dem EEG in der aktuellen Form3 liegt die Grund-vergütung (§ 29 Abs. 1 EEG) bei 4,87 ¢/kWh (2012) und unterliegt einer Degression von 1,5 % pro Jahr nach dem Jahr der Inbetriebnahme. Die Anfangs-vergütung (§ 29 Abs. 2 EEG) liegt bei 8,93 ¢/kWh (2012) und unterliegt ebenfalls einer Degression von 1,5 % p.a. Die Laufzeit der Anfangsvergütung (§ 29 Abs. 2 EEG) beträgt 5 Jahre plus eine Verlängerung. Die Laufzeit der Anfangsvergütung verlängert sich um zwei Monate je 0,75 % des Referenzertrags, um den der Ertrag der Anlage 150 % des Referenzertrags unterschreitet (§ 29 EEG). Beträgt beispielsweise der prognostizierte Ertrag 90 % des Referenzertrags am konkreten Standort, verlängert sich die Anfangs-vergütung um 13 Jahre und 4 Monate, so dass die Gesamtlaufzeit der Anfangsvergütung 18 Jahre und 4 Monate beträgt. Für die vorliegende Studie wird an-genommen, dass die Laufzeit der Anfangsvergütung 15 Jahre beträgt. Die jährliche Degression der Vergü-tung um 1,5 % pro Jahr wird für die Kostenrechnung bis 2030 fortgesetzt.

Der Systemdienstleistungs-Bonus (§ 29 Abs. 2 EEG) beträgt 0,48 ¢/kWh (2012) mit einer Degression von 1,5 % p.a. und ist auf eine bis 31.12.2015 begrenzt. Die Managementprämie (EEG Anlage 4 Nr. 2.2.3) be-trägt 1,00 ¢/kWh (2013). Beide Kostenelemente wer-den in der Kostenrechnung berücksichtigt. Keine Be-rücksichtigung findet dagegen die Härtefallregelung nach § 12 EEG bei Einspeisemanagement.

Unter der Annahme, dass Strom aus Einspeisema-nagement-Maßnahmen (siehe Abschnitt 4.7) für die EE-Gaserzeugung eingesetzt wird, kann man für die EE-Gasanlage von anderen Stromkosten ausgehen. In einem solchen Fall wird Strom vergütet, der auf Grund von Netzrestriktionen nicht eingespeist werden kann und daher nicht erzeugt werden darf. Könnte dieser Strom erzeugt werden und von EE-Gasanla-gen aufgenommen werden, könnte er aus volkswirt-schaftlicher Perspektive zum Preis von Null Euro an den Betreiber der EE-Gasanlage abgegeben werden. In diesem Fall reduzieren sich die Erzeugungskosten um den Stromanteil. Dies setzt voraus, dass die Anla-genauslastung bei 2.500 VLS/a erhalten bleibt!

4.3 Entgelte, Abgaben und Umlagen

Netznutzungsentgelte sind je nach Netzbetreiber un-terschiedlich. Für die vorliegende Kostenrechnung wurden beispielhaft die Netznutzungsentgelte der 50Hertz Transmission GmbH für die Höchstspan-nungsebene (50Hertz, 2013) und der WEMAG Netz GmbH für die übrigen Spannungsebenen verwendet (WEMAG, 2013). Diese liegen im Vergleich zu anderen Netzbetreibern in Deutschland tendenziell hoch.

Nach § 2 Konzessionsabgabenverordnung (KAV, 2006) darf die Konzessionsabgabe bei der Beliefe-rung von Sondervertragskunden den Höchstbetrag von 0,11 ¢/kWh nicht überschreiten. Diese Abgabe wurde für alle Zeithorizonte angenommen.

Die KWK-Umlage liegt 2013 bei 0,115 ¢/kWh für den Bezug der ersten 100.000 kWh p.a. sowie bei 0,05 ¢/

EEG onshore Wind 2013 2016 2020 2030Anfangsvergütung €/kWh 0,0880 0,0841 0,0791 0,0680Systemdienstleistungsbonus €/kWh 0,0047Managementprämie €/kWh 0,0100Summe €/kWh 0,1027 0,0841 0,0791 0,0680

Tabelle 4: EEG-Einspeisevergütung für onshore Windstrom

3. zuletzt geändert am 17.08.2012; BGBl. I S. 1754.

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kWh für Werte darüber (50Hertz, 2013). Diese Umla-ge wurde für alle Zeithorizonte angenommen.

Die Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, Ten-neT und TransnetBW haben die EEG-Umlage für 2013 zu 5,277 ¢/kWh berechnet (Amprion, 2012). Für 2016 wird eine EEG-Umlage in gleicher Höhe angenommen. Auf der Basis der Leitstudie 2011 (BMU, 2011) wird für 2020 eine EEG-Umlage von 3,035 ¢/kWh angenom-men; für 2030 wird nach der Leitstudie 2011 davon ausgegangen, dass keine EEG-Umlage mehr anfällt.

4.4 Bestimmung von Größenklassen

Die Kosten der verschiedenen Anlagenkomponenten hängen in unterschiedlicher Weise von der Anlagen-größe ab. Wesentliche Komponenten sind die Elek-trolyse, die Biogasaufbereitung, die Methanisierung sowie die Gasnetzeinspeisestation.

Bei der Elektrolyse lässt sich oberhalb von 1 MWe kei-ne signifikante Größenabhängigkeit der Investitions-kosten feststellen, die größer ist als die Unterschiede in den Preisen verschiedener kommerzieller Anbieter. Dies liegt im Wesentlichen an dem modularen Aufbau

großer Anlage, die durch Gruppierung und Zusam-menschaltung einzelner Elektrolysestacks aufgebaut werden.

Die Kostenangaben für Methanisierungsanlagen sind von vergleichsweise geringerer Zuverlässigkeit. Es wird eine kontinuierliche Kostenskalierung in Abhän-gigkeit von der Anlagengröße angenommen (siehe Abschnitt 4.5), so dass sich keine spezielle Anlagen-größe für die Festlegung einer Größenklasse anbietet.

Die Bereitstellungskosten für CO2 aus regenerativen Quellen für die Methanisierung hängen insbesondere von den Größen der Biogasanlagen ab. Hier gibt es im EEG definierte Größenklassen, die fest am Markt etabliert sind (siehe Kapitel 3). Es bietet sich an, die-se Größenklassendefinition hier zu verwenden. Aller-dings sind die Kostenunterschiede nicht sehr ausge-prägt, so dass die Definition von zwei Größenklassen „klein“ und „groß“ ausreichend erscheint.

Die Kosten von Einspeisestationen in das Gasnetz hängen insbesondere vom Druckniveau der aufneh-menden Gasleitung ab. Die von Dachs und Zach (2008) gewählten Anlagengrößen passen grob mit den Größenklassen der Biogasanlagen überein.

Abbildung 7: Relevante Aspekte bei der Definition von Größenklassen für die Einspeisevergütung

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Restriktionen für die direkte Einspeisung von Wasser-stoff in Erdgasleitungen (siehe Abschnitt 4.8) hängen von den lokalen Gegebenheiten ab und lassen keine allgemeingültigen Festlegungen von Größenklassen zu.

Legt man die Größenklassen auf der Basis der Gas-produktion fest, so ergeben sich für Methan die An-lagengrenzen von 3 MWe bezogen auf die Elektro-lyseurleistung für die Klasse „klein“ und von leicht aufgerundet 12 MWe für die Klasse „groß“. Für Was-serstoff ergeben sich die Grenzen zu rund 2,5 MWe für Klasse „klein“ und zu 10 MWe für Klasse „groß“.

Bei EE-Wasserstoff sind die Kostenunterschiede der zwei definierten Klassen durch die Kosten der Ga-seinspeisestation bedingt; die anderen Anlagekosten sind unter den obigen Annahmen unabhängig von der Größe. Bei sonstiger Vermarktung ergeben sich Un-terschiede zwischen den beiden Größenklassen bei der EEG-Umlage, die zwischen Größenklassen der Stromverbraucher unterscheidet. Insgesamt resultie-ren bei den hier angenommenen Stromkosten Unter-schiede von maximal 6 % zwischen den beiden Grö-ßenklassen bei sonstiger Vermarktung und von unter 2 % bei Rückverstromung, so dass eine Unterschei-dung von Größenklassen hier nicht relevant erscheint. Für EE-Wasserstoff erscheint eine Obergrenze von 12 MWe analog zur Klasse „groß“ bei EE-Methanan-lagen sinnvoll für eine dezentrale und räumlich an den Bedarf angepasste Speicherstruktur.

Für EE-Methan liegen die Kostenunterschiede zwi-schen den beiden Größenklassen sowohl bei Rück-verstromung als auch bei sonstiger Vermarktung bei 6–14 %, wobei die Differenzen anfänglich am höch-sten sind und ab 2020 etwa konstant bleiben. Damit zeigt sich, dass hier eine Differenzierung bei der Ko-stenrechnung sinnvoll ist.

4.5 Kosten Anlagenkomponenten

In den folgenden Abschnitten werden die Kostenbei-träge der wichtigen Anlagenkomponenten detailliert dargestellt.

4.5.1 Elektrolyse

Elektrolyseure sind seit vielen Jahrzehnten im kom-merziellen Einsatz. Bei den sehr großen Elektrolyse-Anlagen handelt es sich in der Regel um drucklose Anlagen, die den Wasserstoff bei Umgebungsdruck abgeben. Druckelektrolyseure sind kommerziell in Größen bis zu etwa 1 MW verfügbar, größere Anlagen können durch modularen Aufbau errichtet werden. Insgesamt ist der internationale Elektrolyseurmarkt aber ein sehr kleiner Markt. Eine gute Übersicht über Elektrolyseurkosten geben Smolinka et al. (2012); da-neben beruht die Kostenannahme für 2013 auf Anga-ben eines 2012 erfolgten Ausschreibungsverfahrens in Deutschland (Keiffenheim, 2012).

Durch eine geförderte Installation von Elektrolyseuren wird ein kommerzieller Markt geschaffen, der eine Ko-stenreduktion bei Elektrolyseuren bewirkt. Diese wird durch eine Lernkurve beschrieben, die die Kostenre-duktion in Abhängigkeit der installierten Elektrolyselei-stung modelliert. Die Parameter sind so gewählt, dass jede Verzehnfachung der installierten Leistung eine Kostenreduktion um 20,4 % bewirkt; dies entspricht üblichen Werten für vergleichbare Anlagen. Bei einer stärkeren als der hier unterstellten Marktausweitung für Elektrolyseure sind stärkere Kostenreduktionen zu erwarten.

4.5.2 Wasserstoffspeicher

Für einen Zeitraum von bis zu einer halben Stunde muss Wasserstoff vor der Methanisierung zwischen-gespeichert werden, um die geringere Dynamik der Methanisierung im Vergleich zur Elektrolyse auszu-gleichen. Im „kleinen“ System werden dafür drei der in Tabelle 6 dargestellten konventionellen Druckspeicher

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verwendet, im „großen“ System sind es 15. Nennens-werte Kostenreduktionen sind für diese seit langem in großen Stückzahlen kommerziell verfügbaren Kom-ponente nicht zu erwarten.

4.5.3 CO2-Bereitstellung

Die Abtrennung des CO2 aus Biogas erfolgt bei-spielsweise in einer kommerziell verfügbaren Druck-wechseladsorptionsanlage. Die Aufteilung der Kosten zwischen Biogasanlagenbetreiber und Betreiber der

EE-Gasanlage hängt vom Einzelfall ab, da beide Be-treiber unterschiedliche wirtschaftliche Interessen ha-ben können. Aus diesem Grund werden die Kosten der CO2-Abtrennung für die vorliegende Kostenrech-nung zu 50 % der EE-Gas-Erzeugung angerechnet. Nennenswerte Kostenreduktionen sind nicht zu er-warten.

Tabelle 5: Kosten- und technische Parameter Elektrolyse

Tabelle 6: Kosten- und technische Parameter Wasserstoffspeicher

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4.5.4 Technische MethanisierungsanlageDie Kosten kommerzieller, technischer Methanisie-rungsanlagen sind bisher nicht aus Marktdaten ver-fügbar, da sich der Markt erst entwickelt – eine erste Anlage in kommerzieller Größe befindet sich im Auf-bau in Deutschland (Münsterländische Tageszeitung, 2012). Daher muss hier auf verschiedene Quellen zu-rückgegriffen werden, die eine Kostenabschätzung ermöglichen. Diese beruhen direkt oder indirekt auf Informationen eines deutschen Entwicklers und An-bieters solcher Anlagen. Die hier getroffenen Annah-men sind vorsichtig und werden teilweise von einem Marktakteur in der Außenkommunikation niedriger angesetzt.

Für das Jahr 2020 nennen Breyer et al. (2011) 400 €/kWe bezogen auf die Eingangsleistung des Elektro-lyseurs. Umgerechnet auf die Ausgangsleistung der Methanisierungsanlage ergeben sich daraus spezi-fische Investitionskosten von 660 €/kWCH4.

Nach Medienberichten investiert Audi in die erste kommerzielle Anlage im niedersächsischen Werlte rund 20 Millionen Euro (Münsterländische Tageszei-tung, 2012). Unter Abzug der in der vorliegenden Stu-die angenommenen Investitionskosten aller sonstigen

Anlagenkomponenten ergeben sich Investitionsko-sten für die Methanisierung von 1.839 EUR/kWe. Da-von werden 10 % für Engineeringkosten abgezogen, die bei der zweiten kommerziellen Anlagen entfallen. Dadurch ergeben sich für 2013 Investitionskosten von 1.655 EUR/kWe oder 3.289 EUR/kWCH4 bezogen auf die Methanausgangsleistung. Für das Jahr 2016 wur-de interpoliert, für 2030 wurde eine Trendfortschrei-bung angenommen.

Diese Investitionskosten werden für eine Anlage von 6,3 MWe angenommen, wie sie derzeit in Werlte er-richtet wird. Kleinere oder größere Anlagen werden hier mit einem Exponenten von 0,7 skaliert, wie er für vergleichbare Anlagen mit einem Reaktorbehälter typisch ist: Die Kosten einer Anlage mit Leistung P2 ergeben sich aus den Kosten einer Anlage mit einer Leistung P1 durch

Tabelle 7: Kosten- und technische Parameter Biogasaufbereitung „kleine“ Anlage (oben), „große“ Anlage (unten)

P2P1)( 0,7.Invest2 = Invest1

Wartungs- und Instandhaltungskosten sind Breyer et al. (2011) entnommen.

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Die in der vorliegenden Kostenrechnung angenom-menen Kosten sind in Tabelle 8 dargestellt. Weitere Kostendegressionen sind vorstellbar, derzeit aller-dings nicht belastbar abzuschätzen.

4.5.5 Gaseinspeisestation

Die wesentlichen Kosten der Gaseinspeisestation werden durch den von den Druckverhältnissen ab-hängigen Kompressor und durch die von den lokalen

Gegebenheiten abhängige Stichleitung zur Gasleitung verursacht.

Nach § 33 Abs. 1 der Gasnetzzugangsverordnung sind die Kosten für den Netzanschluss zu 75 % vom Netzbetreiber zu tragen. „Der Anschlussnehmer trägt die verbleibenden 25 % der Netzanschlusskosten, bei einem Netzanschluss einschließlich Verbindungs-leitung mit einer Länge von bis zu einem Kilometer höchstens aber 250.000 Euro. Soweit eine Verbin-dungsleitung eine Länge von zehn Kilometern über-

Tabelle 8: Kosten- und technische Parameter der Methanisierung

Tabelle 9: Kosten- und technische Parameter der Gaseinspeisestation EE-Methan

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schreitet, hat der Anschlussnehmer die Mehrkosten zu tragen.“ (GasNZV, 2012).

Für die „kleine“ Anlage wird hier von einer Stichlei-tungslänge von 200 m ausgegangen, für die „große“ Anlage von 1.000 m.

„Der Netzbetreiber […] ist für die Wartung und den Betrieb des Netzanschlusses verantwortlich. Er trägt hierfür die Kosten“ (GasNZV, 2012), so dass für den Anschlussnehmer keine Betriebskosten anfallen.

4.6 Volllaststunden

Die Stromversorgungssysteme nehmen durch den Ausbau der Windenergie und Photovoltaik zuneh-mend fluktuierende Leistung auf. Dadurch werden die thermischen Erzeugungsanlagen in steigendem Maß leistungsorientiert beansprucht und Stromspeicher zunehmend wichtig.

Eine wesentliche Motivation für die Weiterentwick-lung und Markteinführung von EE-Gas-Anlagen ist die Möglichkeit der Einbringung zusätzlicher Dienst-leistungen für das Stromversorgungssystem. Elektro-lyseure als Schlüsselkomponenten von Power-to-Gas

Anlagen können als stufenlos regelbare Stromver-braucher für das Lastmanagement und zur Bereit-stellung von Regelleistung eingesetzt werden (siehe Abschnitt 5.2).

Das technisch-ökonomische Optimum der Betriebs-weise einer EE-Gas-Anlage ergibt sich aus einer ausreichend hohen Volllaststundenzahl für einen wirt-schaftlichen Betrieb aus Betreibersicht sowie einer Glättung der fluktuierenden Wind- und PV-Stromein-speisung zur Stabilisierung des Stromversorgungssy-stems aus volkswirtschaftlicher Sicht.

Die Wasserstoffgestehungskosten sind dabei in ho-hem Maß vom Auslastungsgrad der Elektrolyseanlage anhängig.

Eine Volllaststundenzahl, die einen sinnvollen Beitrag des Elektrolyseurs zur Stabilisierung des Stromver-sorgungssystems sicherstellt, wird im Folgenden auf Basis bereits existierender wissenschaftlicher Analy-sen identifiziert (siehe Tabelle 11). Allen diesen Arbei-ten liegen Szenarien zu Grunde, die eine weit über-wiegende EE-Versorgung Deutschlands im Jahr 2050 zum Ziel haben. Für das Bundesministerium für Um-welt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) hat das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR)

Tabelle 10: Kosten- und technische Parameter der Gaseinspeisestation EE-Wasserstoff

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in den „Leitszenarien 2010“ (BMU, 2010) und „Lang-fristszenarien 2011“ (BMU, 2011) Abschätzungen zu möglichen Entwicklungen des Energiesystems ge-macht. Für die Veröffentlichung „Energieziel 2050“ des Umweltbundesamts (UBA, 2010) hat das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) vergleichbare Berechnungen durchgeführt. In Tabelle 11 werden die Ergebnisse der verschiedenen Analysen übersichtlich dargestellt.

In der Regel beziehen sich die in den Analysen dar-gestellten Ergebnisse auf das Jahr 2050 und unter-scheiden sich teilweise deutlich auf Grund der unter-schiedlichen Annahmen und des weit in die Zukunft reichenden Zeithorizonts. Insbesondere die Annah-men über den Netzausbau beeinflussen die Ergeb-nisse wesentlich.

Das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung (DIW, 2013) weist nach, dass Flexibilisierungsoptionen in der Stromerzeugung, insbesondere die Abschaffung des Must-Run-Sockels und die flexible Biomasseverstro-mung, den Speicherbedarf deutlich reduzieren kön-nen. Bei Vergleich verschiedener Szenarien und An-nahmen über abgeregelte EE-Strommengen könnte der Stromüberschuss im Jahr 2032 von 18 % auf unter 2 % reduziert werden. Je nach Annahmen sinkt auch die Anzahl an Jahresstunden, an denen Stromü-berschüsse auftreten, deutlich, z.B. von knapp 4.000 im Jahr 2032 auf knapp 500 und von rund 8.000 im Jahr 2050 auf knapp 2.000.

Auch die im Rahmen der BEE Plattform Systemtrans-formation veröffentlichte Studie der BET Büro für En-ergiewirtschaft und technische Planung (BEE, 2013) über Möglichkeiten zum Ausgleich fluktuierender Einspeisungen aus Erneuerbaren Energien kommt zu dem Ergebnis, dass zahlreiche Flexibilisierungs-optionen vorhanden sind, die kostengünstiger zum Einsatz kommen können als Speichersysteme (mit Ausnahme der kostengünstigen aber vom Potenzial her begrenzten Pumpspeicher). Die Residuallasta-nalysen ergeben zu speichernde Strommengen von 0,9 % der EE-Mengen im Jahr 2020 und von bereits 7,7 % im Jahr 2030 (bei 79 % EE-Anteil an der Stro-

merzeugung). Im Jahr 2030 schneidet die geordnete Jahresdauerlinien der Residuallast die Nulllinie bei etwa 6.500 Stunden und wird dann negativ, so dass Speichersysteme an bis zu rund 2.250 Stunden pro Jahr Überschussstrom aufnehmen könnten.

Unter der vereinfachenden Annahme, dass es durch einen bedarfsgerechten Ausbau des Stromnetzes kei-ne Restriktionen in der Verteilung der Strommengen in Deutschland geben wird, wird die Erzeugung von EE-Gas nach den Kriterien Bedarf und Kosteneffizienz erst ab etwa 2035 als erforderlich erachtet. Je nach tatsächlichem Ausbau der Stromnetze kann laut BEE (2013) die Stromspeicherung durch EE-Gas allerdings auch deutlich früher sinnvoll sein. Des Weiteren wird ein früherer Einsatz auch zur Gaserzeugung für den Verkehr als vielversprechend angesehen. Aus heu-tiger Sicht wird die Erzeugung und Rückverstromung von EE-Gas als „einzige Langfristspeicheroption mit ausreichendem Potenzial“ eingeschätzt.

Für eine Stromversorgung mit einem hohen Anteil fluktuierender Stromerzeugung im Jahr 2050 erge-ben sich abhängig von den getroffenen Annahmen aus den in Tabelle 11 dargestellten Studien VLS von 1.433 pro Jahr (BMU, 2010) bis zu ~3.000 pro Jahr (Sterner, 2011). Belastbare Ergebnisse für 2030 und 2040 sind insbesondere in der Leitstudie 2011 ent-halten (BMU, 2012). Auf dieser Basis lässt sich eine jährliche Volllaststundenzahl von rund 2.500 als not-wendiger Systembeitrag zur Stabilisierung der Strom-versorgung in Deutschland ableiten.

Leitstudie 2010

Ab 2030 zeigen sich in den Basisszenarien 2010 A/B der Leitstudie 2010 (BMU, 2010) nennenswerte Stromüberschüsse, die für eine H2-Herstellung ein-gesetzt werden: ~9 TWh im Jahr 2030, ~39 TWh im Jahr 2040, 100 TWh im Jahr 2050. Dieser Wasser-stoff wird in den Basisszenarien 2010 A/B ausschließ-lich im Verkehr eingesetzt. 2050 beträgt der EE-Anteil an der Bruttostromerzeugung in Deutschland über 80 % (Basisszenario 2010 A). Unter Berücksichtigung

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der anteiligen Leistung des EE-Imports (EU-Verbund) wächst die installierte EE-Leistung bis 2050 auf ins-gesamt 184 GW. Davon sind 50 GW (100 TWh/a, 2.000 VLS/a) für die Bereitstellung von EE-Wasserstoff als Kraftstoff vorgesehen. Entsprechend dem fluktuie-renden EE-Angebot werden diese von dem flexiblen

„Verbraucher“ Elektrolyse aufgenommen. Die Bereit-stellung des Wasserstoffs ist durch eine dezentrale Erzeugung gekennzeichnet (beispielsweise Elektroly-seanlagen an Tankstellen), so dass dafür noch keine spezielle Wasserstoffnetzinfrastruktur benötigt wird. In den Basisszenarien wird überschüssiger Strom

Studie/Referenz VLS/a Installierte Elektrolyseleistung Studienannahmen

Leitstudie 2010 (BMU, 2010) 2.000 50 GW Basisszenarien A/B in 2050; De; EE-Anteil an der Bruttostromerzeugung >80%; 100 TWh EE-Strom für Elektrolyse; weitere H2-Nutzung ausschließlich im Verkehr

2.555 90 GW Szenario B 100%-S/H2 in 2050: De; 100% EE in 2050; 230 TWh EE-Überschuss für die Elektrolyse

2.339 1.470 GW Szenario B 100%-S/H2 in 2050; Europa-Af-rika-Verbund; 100% EE in 2050; 3.439 TWh für die Wasserstofferzeugung

1.433 760 GW Basiszenario 2010 A; Europa-Afrika-Verbund, 80% EE in 2050, 1.089 TWh für die Wasser-stofferzeugung

(Sterner, 2011) auf Basis Leitstudie 2010

~3.000 86 GW 100% EE in 2050 DE; (ideales Netz, Nach-frage aus dem Verkehr), ca. 270 TWh Über-schuss, davon 98% genutzt

1.000 DE, 2020-2030 (realer Netzausbau)

Energieziel 2050: 100% EE (UBA, 2010)

2.056 44 GW Szenario „Regionenverbund“;DE, 100% EE 2050; 90 TWh Stromüberschüsse zur Lang-zeitspeicherung, davon 99% genutzt

Leitstudie 2011 (BMU, 2011)

(Nitsch, 2012)

~2.250 10 GW Szenario 2011 A; DE; 2030; 23 TWh für Bereitstellung EE-Wasserstoff /Verkehr


(Nitsch, 2012)

~2.500 26 GW Szenario 2011 A; DE; 2040; 65 TWh für Bereitstellung EE-Wasserstoff /Verkehr


~2.750 40 GW Szenario 2011 A; DE; über 80% EE Stromer-zeugung 2050, 110 TWh für Bereitstellung EE-Wasserstoff


~3.700 40 GW Szenario 2011 B; DE; über 80% EE Stromer-zeugung 2050, (110+38) TWh für Bereitstel-lung EE-Wasserstoff, weitere Methanisierung

Studie zur Dämpfung der Netzbelastung durch Was-serstoffsysteme (Hamel-mann, 2007)

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(nach dem europäischen Ausgleich) fast vollständig für die Wasserstofferzeugung im Verkehr verwendet. Dadurch werden andere Speicheroptionen nur in sehr geringem Umfang genutzt.

Das EE-Vollversorgungs-Szenario B-100 %-S/H2 ist im Vergleich zum Basisszenario durch einen höheren Anteil an Überschussstrom gekennzeichnet. Zur Er-reichung des 100 %-Ziels werden in 2050 zusätzlich 230 TWh/a EE-Strom in Deutschland erforderlich. Es ergibt sich die Notwendigkeit von Langzeitspeichern in der Größenordnung von ca. 10 TWh. In diesem Szenario wird EE-Wasserstoff als chemischer En-ergiespeicher eingesetzt und dient der Versorgung von Gas- und Dampfturbinenkraftwerken (GuD) und KWK-Anlagen. Für die angenommene Anschlusslei-stung der Elektrolyse von 90 GW ergeben sich für die Elektrolyse 2.555 VLS jährlich. Vorausgesetzt wird, dass es sich um rein nationale Erzeugung handelt und keine weiteren Ausgleichsoptionen vorhanden sind. Der in den Basisszenarien angenommene zusätzliche Einsatz von 100 TWh/a EE-Strom zur Wasserstoff-bereitstellung für den Verkehr wird beibehalten. Eine Methanisierung ist möglich, bedarf jedoch höherer Überschussmengen, um den angenommenen Bedarf zu decken.

Die BMU-Szenarien 2050 wurden im europäischen Kontext simuliert. Im Szenario B 100 %-S/H2 wurde der EE-Anteil für die Stromerzeugung im Jahr 2050 für alle Länder in Europa und Nordafrika auf 100 % gesetzt. Der zusätzliche Strombedarf wird größten-teils durch weitere offshore-Windanlagen in Nord- und Nordwest-Europa und durch Photovoltaik in Nor-dafrika und Südost-Europa gedeckt. Der Nettoimport der Länder wurde analog zum Import in Deutschland auf maximal 40 % des Strombedarfs beschränkt. Ins-gesamt werden ca. 3.439 TWh Strom für die Was-serstofferzeugung und -rückverstromung produziert. Die „flexibel“ einsetzbare Wasserstofferzeugung kom-pensiert die Fluktuationen der Windenergie; weitere Speicher werden dazu nicht benötigt. Die installierte Elektrolyseleistung beträgt 1.470 GW, was 2.339 VLS entspricht (BMU, 2010).

Bei einer 80 %igen Stromerzeugung aus EE erge-ben sich in einem europäisch-nordafrikanischen Ver-bund im Basisszenario 2010 A, Szenariojahr 2050, 1.089 TWh Strom für die Wasserstofferzeugung und -rückverstromung. Bei einer installierten Leistung von 760 GW betragen die Volllaststunden der Elektrolyse 1.432 Stunden pro Jahr.

IWES basierend auf Leitstudie 2010

Basierend auf dem 100 %-Szenario der Leitstudie 2010 (BMU, 2010) berechnen die Fraunhofer IWES Experten (Sterner, 2011) ca. 3.000 VLS für Elek-trolysebetrieb aus Überschussstrom. Stromüber-schussmenge von über 270 TWh inklusive Import von Stromüberschüssen aus dem europäischen Strom-verbund und teilweise aus Nordafrika, das ideale Netz, zusätzliche Nachfrage nach erneuerbarem Gas aus dem Verkehr, installierte Elektrolyseleistung von 86 GW sowie 98 %-Nutzung der Überschüsse sind die getroffenen Annahmen.

Leitstudie 2011

In der Leitstudie 2011 (Szenario 2011 A, Szenario-jahr 2050) sind 40 GW (110 TWh/a) für die Bereitstel-lung von EE-Wasserstoff als Speichermedium und als Kraftstoff vorgesehen, die von Elektrolyseuren ent-sprechend dem EE-Angebot aufgenommen werden (BMU, 2011). Die jährlichen VLS der Elektrolyse unter Einbeziehung dieser Annahmen betragen 2.750 Stun-den. Wasserstoff wird als chemischer Speicher von EE-Strom in der Kraft-Wärme-Kopplung zur Strom-und Wärmebereitstellung und auch kurzzeitig zur reinen Rückverstromung sowie auch als zusätzlicher Kraftstoff im Verkehr eingesetzt.

Bereits im Jahr 2030 (Szenario 2011 A) wird der EE-Wasserstoff als Kraftstoff eingesetzt. Elektrolyseure arbeiten mit einer Auslastung von ca. 2.250 VLS. Im Jahr 2040 sind 26 GW (65 TWh/a) für die Wasser-stofferzeugung vorgesehen. Die VLS der Elektrolyse in diesem Fall betragen rund 2.500 Stunden.

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Unter den in der Leitstudie 2011 getroffenen Annah-men könnte Wasserstoff um 2020 nur bei sehr gerin-gen Stromkosten (max. 4 ¢/kWh) und bei einer Elek-trolyseauslastung von mindestens 3.000 Stunden im Jahr mit fossilen Kraftstoffen konkurrieren. Erst langfristig können größere und kostengünstigere EE-Stromüberschüsse für die Wasserstoff- bzw. Methan-erzeugung eingesetzt werden.

Unter bestimmten Annahmen wie der Verfügbar-keit von ausreichenden Mengen an EE-Strom mit niedrigen Gestehungskosten (Preispfad A) kann an Tankstellen mit dezentraler Wasserstofferzeugung EE-Wasserstoff im Vergleich zu fossilen Kraftstoffen deutlich kostengünstiger erzeugt werden, auch mit einer Auslastung unter 2.000 VLS/a. Gleiches gilt für EE-Methan als Kraftstoff, allerdings sind hier höhere Ausnutzungsdauern von über 4.000 VLS/a notwen-dig (BMU, 2011).

Energieziel 2050

Das Szenario „Regionenverbund“(100 % EE-Strom-erzeugung) der Studie „Energieziel 2050“ (UBA, 2010) nutzt die EE-Potenziale in Deutschland weitgehend aus; es findet ein deutschlandweiter Stromaustausch statt, nur ein geringer Teil des Stromes wird aus Nach-barstaaten importiert. Ein gut ausgebautes nationales Stromnetz ist in ein gut ausgebautes europäisches Übertragungsnetz eingebunden. Die Simulation er-folgt für das Jahr 2050. Die Differenzen zwischen Erzeugung und Verbrauch werden mit Lastmanage-ment sowie Speicher- und Reservekraftwerken aus-geglichen. EE-Wasserstoffspeichersysteme werden in dem untersuchten Szenario als Langzeitspeicher ein-gesetzt. Wasserstoff oder Methan werden zur Strom-erzeugung oder als Energieträger im Verkehr und in der Industrie eingesetzt.

Die installierte Leistung der Elektrolyse (44 GW) ist so dimensioniert, dass ca. 99 % der Überschussenergie genutzt werden können. Die einzuspeichernde elek-trische Energie beträgt 90,5 TWh, die Volllaststunden betragen 2.056 jährlich.

4.7 Einspeisemanagement

Als Einspeisemanagement (EinsMan) wird das tem-poräre Herunterregeln von EEG-Anlagen (EE-, KWK- oder Grubengasanlagen) mit einer Leistung über 100 kW bezeichnet. Die gesetzlichen Grundlagen hierfür sind in § 11 Abs. 1 EEG definiert.

Ziel eines technisch optimalen Einspeisemanage-ments nach § 11 Abs. 1 EEG ist die Sicherstellung der Netzsicherheit zu den betriebs- und volkswirt-schaftlich geringsten Kosten bei gleichzeitig größt-möglicher Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien und KWK.

Demnach können Netzbetreiber zu EinsMan-Maß-nahmen (EMM) greifen, wenn der zuverlässige Netz-betrieb nicht durch anderweitige Maßnahmen (z.B. Netzschaltungen, Einsatz von Regelenergie oder die Reduktion der Einspeisung aus fossilen Anlagen) gewährleistet werden kann. Nach § 12 EEG hat der Netzbetreiber, in dessen Netz die Ursache für die Re-gelung nach § 11 EEG liegt, die Kosten der Entschädi-gung zu tragen. Gegenüber den betroffenen Betreibe-rinnen und Betreibern haftet er gesamtschuldnerisch mit dem Netzbetreiber, an dessen Netz die Anlage angeschlossen ist.

In den letzten drei Jahren (2009 bis 2011) kam es in Deutschland verstärkt zu Situationen, in denen vorü-bergehend nicht alle EEG-Anlagen einspeisen konn-ten. Die durchgeführten EMM entfielen zum über-wiegenden Teil auf Windkraftanlagen (jeweils über 97,4 %). In geringem Umfang waren Biomasse-, PV- und KWK-Anlagen betroffen.

Insgesamt hat sich die nicht eingespeiste Strommen-ge (Ausfallarbeit) 2010 im Vergleich zum Vorjahr fast verdoppelt und betrug 126,8 GWh (73 GWh in 2009), was 0,34 % der gesamten eingespeisten Windener-gie in Deutschland im Jahr 2010 entspricht (0,2 % in 2009) (BNetzA, 2011).

2011 hat sich die Menge der Ausfallarbeit im Ver-gleich zu 2010 mehr als verdreifacht und betrug ca.

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420 GWh. Dies entspricht 0,89 % der gesamten Windeinspeisung in Deutschland im Jahr 2011 (BNet-zA, 2012).

Tabelle 12 gibt einen Überblick über abgeregelte Strommengen sowie die Höhe der Entschädigungs-zahlungen nach §§ 11 und 12 EEG in den Jahren 2009, 2010 und 2011.

Die Summe der im Jahr 2011 geleisteten Entschädi-gungszahlungen mit rund 33,5 Mio. € hat sich verg-lichen mit dem Jahr 2010 mehr als verdreifacht und sogar mehr als verfünffacht im Vergleich zum Jahr 2009.

Die Studie „Abschätzung der Bedeutung des Ein-speisemanagements nach EEG 2009“, im Auftrag des Bundesverbandes Windenergie durchgeführt von Ecofys (2011), wertet das Einspeisemanagement de-tailliert aus. Demgemäß sind 2010 zwischen 72 GWh und 150 GWh elektrischer Arbeit auf Grund lokaler Netzengpässe vor allem in Nord- und Ostdeutschland ausgefallen (0,2 % bis 0,4 % der Gesamtwindener-gieeinspeisung 2010). Die Spannweite für die Ausfall-arbeit ergibt sich durch zwei verschiedene Ansätze: optimistischer Ansatz (unterer Wert) und konservativer

Ansatz (oberer Wert). „Im optimistischen Ansatz wird angenommen, dass über die Dauer einer jeden Eins-Man-Maßnahme die durchschnittliche in der jewei-ligen Regelzone eingespeiste Leistung ins Netz hätte eingespeist werden können. Im konservativen Ansatz wird angenommen, dass die vollständige installierte Leistung ins Netz hätte eingespeist werden können“ (Ecofys, 2011). Der tatsächliche Wert nach (BNetzA, 2011) liegt zwischen den beiden Abschätzungen. Auf 407 GWh (420 GWh (BNetzA, 2012)) schätzt Ecofys die nicht eingespeisten Energiemengen im Jahr 2011 (Welt, 2012)5.

Der signifikante Anstieg der Ausfallarbeit ist vor allem auf die weiter steigende EE-Einspeisung sowie auf die nicht ausreichenden Stromnetztransportkapazitäten zurückzuführen.

Grundsätzlich dient das Einspeisemanagement der Überbrückung von temporären Kapazitätsengpäs-sen, die ihre Ursache in einem bis dahin noch nicht abgeschlossenen notwendigen Netzausbau finden. Dementsprechend sollte der Fall des Überschrei-tens der Netzkapazität, der das EinsMan zur Folge hat, nicht mehr vorkommen, wenn der Netzbetreiber

Ausfallarbeit [GWh] Entschädigungszahlungen [Mio. Euro]

2009 2010 2011 2009 2010 2011

davon entschädigt durch Netzbetreiber, an dessen Netz die Anlagen angeschlos-sen waren

50 73,4 135 4,26 6,03 11,6

davon entschädigt durch den vorgela-gerten Netzbetreiber, in dessen Netz die EMM-Ursache lag

20,8 49,8 235 1,77 4,19 21,8

davon bisher ohne Entschädigung 2,78 (4 %)1

3,6 (3 %)2

50 (12 %)3

0 0 0

Gesamt 74 127 420 6,03 10,23 33,51Stand: 30.11.2011;2Stand: 30.11.2011; 3Stand :30.11.2012

Tabelle 12: Einspeisemanagementmaßnahmen 2009, 2010 und 2011 (BNetzA 2010), (BNetzA 2011), (BNetzA 2012)

4. Die ausführliche Studie von Ecofys ist nicht veröffentlicht.

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seine Verpflichtung zur Kapazitätserweiterung nach § 9 EEG 2009 vollständig erfüllt hat.

4.8 Einspeisung von Wasserstoff ins Erdgasnetz

EE-Wasser

Analyse der Kosten Erneuerbarer Gase · 2016. 12. 22. · Dr. Uwe Albrecht, Matthias Altmann, Jan...

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